Відкрите в 1957 році у тріасових і карбонових відкладах. Пов’язане з антикліналлю з осями 5×3,6 км та амплітудою 140м. Простягання складки північно-західне. Структура ускладнена серією тектонічних порушень. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 5-31% і приникністю 0,1-3141·10-15м2. У нижньопермських відкладах насичені нафтою також вапняки з відкритою пористістю 8-24,6% і проникністю від 0,5 до 3141·10-15м2. Породи-покришки представлені пачками щільних аргілітів візейського, башкирського, московського ярусів, а також пелітові породи пермо-тріасу. Поклади пластово склепінні і тектонічноекрановані, масивно-пластові. У тріасових відкладах поклад нафти водоплавний. Режим покладів пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глибині 3085 м (візейські відклади нижнього карбону) 31,6 МПа, коефіцієнт аномальності 1,06.
Рибальське нафтогазоконденсатне родовище
Відкрите в 1962 році у відкладах середньої юри, тріасу, верхньої пермі, верхнього і середнього карбону. Пов’язане з антикліналлю північно-західного простягання з осями 6×3,2 км і амплітудою 220 м. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 10-22,3% і проникністю 0,1-1753·10-15м2. Покришки складені глинистими пачками візею, намюрського і башкирського ярусів. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, частково літологічно обмежені, з пружнім та пружноводонапірним режимами. Початковий пластовий тиск на глибині 3380 м (візейські відклади) 39,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,17.
Зачепилівське газонафтове родовище
Відкрите в 1959 році і пов’язане з підняттям, розмір осей якого 7,8×3,9 км і амплітудою 800 м. Підняття складене нижньопермськими і карбоновими відкладами, частково перекриті товщею витіснених солей девону. Продуктивними є нижньопермські та верхньокарбонові породи. Колектори представлені пісковиками і алевролітами, відкрита пористість яких 12-25,5%, проникність до 3787·10-15м2. Породи-покришки – карбонатні і соляні відклади нижньої пермі і вичавлена сіль девону, яка формує карниз штоку і також частково запечатує породи-колектори нижньої пермі і верхнього карбону. Поклади пластові склепінні тектонічноекрановані. Режим покладів газовий у поєднанні з пружноводонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 4060 м (верхній карбон) 44,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,11.
Опішнянське газоконденсатне родовище
Відкрите в 1968 році у відкладах середнього і нижнього карбону. Пов’язане з брахіантиклінальною складкою розмірами осей 7,8×3,2 км і амплітудою 400 м структура ускладнена тектонічними порушеннями у карбонових відкладах (до поверхні розбіжного залягання пермських утворень). Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 9-16,6%, проникністю 0,75-432,7·10-15м2. Породи-покришки складені пачками щільних аргілітів візейського, намюрського, башкирського і московського ярусів. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, із пружноводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3695 м (нижній карбон) 45,0 МПа, коефіцієнт аномальності 1,22
Сагайдацьке газонафтове родовище
Відкрите в 1952 році у тріасових і карбонових відкладах. Пов’язане з антикліналлю північно-західного простягання, розміром осей 4,9×9,3 км. Структура порушена сімома великими тектонічними розривами, які розколюють палеозойські і мезозойські відклади, досягаючи палеоген-четвертинних формувань. Колектори представлені пісковиками з відкритою пористістю 10-18% і проникністю 2,9-879·10-15м2. Породи-покришки згорнені щільними аргілітами намюрського і башкирського ярусів карбону, пересазької світи верхньої пермі та тріасу. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані. Режими покладів у газових нагромадженнях газоводонапірні, у нафтових– пружноводонапірні. Початковий пластовий тиск на глибині 1698 м (нижній карбон) становив 16,0 МПа, коефіцієнт аномальності 0,9
